CN115791565A - 测量致密气藏岩心渗透率的实验装置和方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于油气田开发的技术领域，尤其涉及一种测量致密气藏岩心渗透率的实验装置和方法，该测量致密气藏岩心渗透率的实验装置包括岩心模拟系统、流体系统和用于采集计算岩心渗透率的实验数据的数据采集系统。岩心模拟系统包括用于夹持岩样的岩心夹持器和用于提供围压的围压泵；流体系统包括用于向岩样内同时注入流体的注入组件和用于排出岩样内的流体的排出组件，整个实验装置在数小时、数分钟甚至更短的时间内完成模拟含水气藏衰竭开采实验，通过数据采集系统采集实验数据并建立渗流模型计算岩心渗透率，从而快速、准确测定致密气藏岩心渗透率。

Description

测量致密气藏岩心渗透率的实验装置和方法

技术领域

本发明属于油气田开发的技术领域，尤其涉及一种测量致密气藏岩心渗透率的实验装置和方法。

背景技术

渗透率是指在一定压差下，岩石允许流体通过的能力，是表征土或岩石本身传导液体能力的参数。在油气田开发技术的领域渗透率是量化致密气藏流体流动特征和生产能力的关键参数。实验测量岩心渗透率的方法主要有两种：稳态法和非稳态法。

现有技术中，稳态法在常规油气储层中的应用已有50余年的历史，但应用于致密岩心时存在耗时长、实验过程易受环境温度影响、流速计量误差偏大等问题，岩心渗透率测量误差较大。基于稳态法测试致密储层渗透率的上述缺点，非稳态渗透率测试方法正逐步得到应用。非稳态渗透率测试方法的主要思想是通过测试脉冲衰竭压力的降低来计算岩心渗透率，可在数小时、数分钟甚至更短的时间内完成测量，可靠性强，效率高。

针对上述相关技术，稳态法与非稳态法都只能在岩心饱和单相流体条件下测量，无法在气水两相共存的条件下测定岩心渗透率。

发明内容

本发明的主要目的是提出一种测量致密气藏岩心渗透率的实验装置和方法，以解决现有技术中无法快速、准确测定气水两相流条件下致密气藏岩心基质渗透率的技术问题。

为了实现上述目的，本发明提供一种测量致密气藏岩心渗透率的实验装置，包括：

岩心模拟系统，包括岩心夹持器和围压泵，岩心夹持器具有装载岩样的腔体，围压泵与岩心夹持器连接并用于对岩心夹持器的外周施加压力，岩心夹持器的外部设有连通入口端与出口端的第一连通管；

流体系统，包括注入组件和排出组件，注入组件和排出组件均与岩心夹持器的入口端连通，注入组件用于向岩样内同时注入气水两相流体，在岩样内部气水两相流体分布均匀以及两端的压力达到预设压力后，排出组件用于排出岩样内的气水两相流体；和

数据采集系统，与注入组件和排出组件均连接，数据采集系统用于采集计算岩心渗透率的实验数据。

在本发明的实施例中，注入组件包括：

活塞容器，用于盛放液体；

储气罐，用于存储气体；

第二连通管，将活塞容器与储气罐与岩心夹持器的入口端连通，第二连通管上设有增压泵；和

真空泵，抽取端与岩心夹持器的出口端连通，用于对岩样进行抽真空处理。

在本发明的实施例中，排出组件包括：

背压调节器，入口端与岩心夹持器的入口端连接，用于开采所述岩样内的气水两相流体；和

第一气水分离器，入口端与背压调节器的出口端连接，用于收集并监测开采出的气水两相流体的气液比。

在本发明的实施例中，流体系统还包括第二气水分离器，入口端与岩心夹持器的出口端连接，用于收集并监测开采出的气水两相流体的气液比。

在本发明的实施例中，还提出一种测量致密气藏岩心渗透率的实验方法，采用如上所述的测量致密气藏岩心渗透率的实验装置进行，测量致密气藏岩心渗透率的实验方法包括：

步骤S1：选取岩心样品并获取岩心样品的基础物性参数以制作岩样；

步骤S2：将岩样放置于实验装置中以开展衰竭开采模拟实验，同时记录实验数据；

步骤S3：基于直线分析法并根据所述基础物性参数和所述实验数据计算所述岩样的岩心渗透率；

步骤S4：验证所述岩心渗透率是否满足预设误差范围以评判所述测量致密气藏岩心渗透率的实验方法的准确性。

在本发明的实施例中，步骤S2包括：

步骤S21：将岩样放置于岩心夹持器中，同时向岩样注入气水两相流体以构建流体两相均匀分布的岩样；

步骤S22：将岩心夹持器出口端封闭，对岩样继续注入气水两相流体增压，使岩样两端的压力达到预设压力；

步骤S23：当岩样两端的压力达到预设压力时，停止注入气水两相流体并静置，使岩样系统压力达到平衡；

步骤S24：打开背压调节器，从岩心夹持器入口端进行衰竭开采，并记录开采过程中岩样的入口端气体流量、液体流量和压力数据。

在本发明的实施例中，步骤S3包括：

步骤S31：获取致密气藏基质气水两相渗流模型；

步骤S32：根据致密气藏基质气水两相渗流模型的斜率、截距获取岩心渗透率的理论计算公式；

步骤S33：建立岩心物质平衡方程，将岩样长度的测量值、基础物性参数和实验数据代入岩心物质平衡方程中，以获取岩样的拟压力和叠加拟时间；

步骤S34：将拟压力和叠加拟时间代入致密气藏基质气水两相渗流模型中，来绘制岩样的两相流动诊断曲线，并提取斜率为1的直线段所对应的叠加拟时间段；

步骤S35：将拟压力和叠加拟时间代入致密气藏基质气水两相渗流模型中，来并绘制岩样的两相流动特征曲线，并提取叠加拟时间段对应的两相流动特征曲线的斜率和截距；

步骤S36：将叠加拟时间段对应的两相流动特征曲线的斜率和截距代入岩心渗透率的理论计算公式中，以计算岩心渗透率。

在本发明的实施例中，在对岩样静置过程中，打开第一连通管，加快岩样系统压力达到平衡的速度。

在本发明的实施例中，致密气藏基质气水两相渗流模型为：

其中，RNP_j为产量规整化拟压力，t_spj为叠加拟时间，B_j为液相/气体体积系数，x_m为岩样长度，c_ej为基质有效压缩系数，φ为孔隙度，μ_j为流体粘度，k为岩心渗透率，r为岩心半径，i为初始状态。

在本发明的实施例中，岩心物质平衡方程为：

其中，p_i为孔隙压力，V_i为基质岩石的初始孔隙体积，G_i为地面条件下基质孔隙中初始储气体积，G_p为地面条件下基质孔隙中剩余气体体积，B_g气体体积系数，B_w液相体积系数，W_i为岩心在地面状态下的初始储水量，W_p为岩心在地面状态下的累积产水量，c_m为基质岩心压缩因数。

通过上述技术方案，本发明实施例所提供的测量致密气藏岩心渗透率的实验装置具有如下的有益效果：

首先将岩样放置在岩心夹持器内固定并使用围压泵对岩心夹持器的外围施加压力，使岩心夹持器内的岩样受到的围压达到预设值；其次，使用注入组件向岩样内注入一定气液比的气水两相流体并监测岩心夹持器出口端的流体气液比，直至岩样两端的气水比恒定，此时代表岩心内部为均匀的气水两相分布；然后，将岩心出口端封闭，对岩样继续注入气水两相流体增压；当岩心两端的压力达到预设压力后停止注入，静置一段时间使岩样系统压力平衡且稳定；再然后，使用排出组件从岩心出口端开采气水两相流体以模拟岩样衰竭开采过程；在整个过程中使用数据采集系统监测并记录用于计算岩心渗透率的实验数据；最后通过实验数据计算岩心渗透率。整个实验过程可在数小时、数分钟甚至更短的时间内完成测量，且实验结果可靠性强从而快速、准确测定气水两相流条件下的致密气藏岩心基质渗透率。

本发明的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

附图是用来提供对本发明的理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明，但并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1是根据本发明一实施例中测量致密气藏岩心渗透率的实验装置的结构示意图；

图2是根据本发明一实施例中测量致密气藏岩心渗透率的实验方法的流程示意图；

图3是根据本发明一实施例中的步骤S2的子流程示意图；

图4是根据本发明一实施例中的岩心衰竭开采阶段压力和产气、产水流量数据随时间变化图；

图5是根据本发明一实施例中的步骤S3的子流程示意图；

图6是根据本发明一实施例中的平均孔隙压力、平均含水饱和度计算结果随时间变化图；

图7是根据本发明一实施例中的气体诊断曲线；

图8是根据本发明一实施例中的液体诊断曲线；

图9是根据本发明一实施例中的气体边界控制流特征曲线；

图10是根据本发明一实施例中的液体边界控制流特征曲线。

附图标记说明：

标号	名称	标号	名称
				1	围压泵	621	第一天平
2	岩心夹持器	622	第一量筒
				3	第三连通管	623	第一气体流量计
4	第一连通管	7	数据采集系统
				5	注入组件	71	压力传感器
51	活塞容器	72	电脑
				52	储气罐	81	主管
53	真空泵	82	第一支管
				54	增压泵	83	第二支管
55	气体质量流量控制计	84	第三支管
				56	动力泵	9	第二气水分离器
6	排出组件	91	第二天平
				61	背压调节器	92	第二量筒
62	第一气水分离器	93	第二气体流量计

具体实施方式

以下结合附图对本发明的具体实施例进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。

下面参考附图描述根据本发明的测量致密气藏岩心渗透率的实验装置和方法。

如图1所示，在本发明的实施例中，提供一种测量致密气藏岩心渗透率的实验装置，包括：

用于装载岩样和模拟岩样围压条件的岩样岩心模拟系统、用于构建气水两相的岩样和模拟衰竭开采的流体系统以及用于采集计算岩心渗透率的实验数据的数据采集系统7。通过岩心模拟系统、流体系统和数据采集系统7配合，能够快速、准确地完成实验并测得实验数据以计算气水两相流条件下的致密气藏岩心基质渗透率。

其中，岩心模拟系统包括岩心夹持器2和围压泵1，岩心夹持器2具有装载岩样的腔体，围压泵1与岩心夹持器2连接并用于对岩心夹持器2的外周施加压力，岩心夹持器2的外部设有连通入口端与出口端的第一连通管4。

具体地，岩心夹持器2包括筒体和设置在筒体两端的盖体，盖体与筒体形成装载岩样的封闭腔体。盖体上开设有通孔，用于管道的连接，且便于管道的固定，使整个装置的连接较为稳定。围压泵1采用手摇增压泵，手摇增压泵的输出端与筒体之间通过设置第三连通管3连接，当岩样的围压增加到预设压力时，停止摇动手摇增压泵停止围压的继续增加，防止出现围压大于设定值从而影响实验结果。

第一连通管4的两端分别与两侧的盖体连接，且位于筒体外。当使用注入组件5注入流体使岩样内部气水两相流体分布均匀以及两端的压力达到预设压力后，需要进行岩样系统压力平衡，压力平衡的通道包括岩样两端的内部通道以及增设的第一连通管4。岩样两端的内部通道平衡压力的速度较慢，为加快压力平衡速度，通过第一连通管4增加进行岩样系统压力平衡的通道，从而加快实验过程以更快地测得计算岩心渗透率所需的实验数据。

在本发明的实施例中，流体系统包括注入组件5和排出组件6，注入组件5和排出组件6均与岩心夹持器2的入口端连通，注入组件5用于向岩样内注入气水两相流体，在岩样内部气水两相流体分布均匀以及两端的压力达到预设压力后，排出组件6用于开采岩样内的气水两相流体。

在本发明的实施例中，数据采集系统7包括压力传感器71以及与压力传感器71数据传输连接的电脑72。在进行实验前需要对压力传感器71进行零点校对，通过电脑72设定采集时间间隔为1s/次，以尽量减小设备误差。压力传感器71用于实时监测岩样入口端的压力，同时将数据传输至电脑72进行记录，通过实验数据计算岩心渗透率。

在本发明的实施例中，注入组件5包括用于盛放液体的活塞容器51、用于存储气体的储气罐52、第二连通管和用于对岩样进行抽真空处理的真空泵53。

具体地，第二连通管包括主管81和设置在主管81上的第一支管82。主管81上依次连接储气罐52出气口、气瓶出口阀门、增压泵54、气体质量流量控制计55和入口端盖体。其中，气瓶出口阀门用于控制储气罐52的打开和关闭；增压泵54用于为注入气体提供动力；气体质量流量控制计55用于实时检测注入的气体质量和流量；入口端盖体上开设有与岩样连通的通孔使气体能够顺利注入，且主管81插接在盖体上，使主管81连接稳固。

第一支管82用于依次连接动力泵56、活塞容器51、容器出口阀门。其中，双缸驱替泵用于为注入液体提供动力；容器出口阀门用于控制活塞容器51的打开和关闭。

增压泵54和动力泵56通过保持压力使气体和液体能够以恒定流量注入，气体和液体在主管81内混合成一定气液比的流体来注入岩样。增压泵54和动力泵56通过调整压力来改变气体和液体的流量，使主管81内的流体气液比达到预设气液比，从而减少实验误差，从而使测得的岩心渗透率更加准确。

而在向岩样内注入流体之前需要使用真空泵53对岩样进行抽真空处理，真空泵53的抽取端与出口端盖体连接，具体操作过程为：在岩样固定在筒体内后，打开真空泵53，从筒体出口端盖体处对岩样进行抽真空处理，当真空泵53的压力读数显示为-0.01MPa时表示岩样内已处于真空状态，此时关闭真空泵53。抽取真空能够减小岩样内残余的流体影响注入流体的气液比，从而减小实验误差，从而使测得的岩心渗透率更加准确。

在完成抽真空处理之后对岩样进行气水两相流体注入，为判断岩心内流体是否均匀分布，流体系统还包括用于收集并监测流出的气水两相流体的气液比的第二气水分离器9，其入口端与出口端盖体连通。

具体地，第二气水分离器9包括第二天平91、第二量筒92和第二气体流量计93，第二气体流量计93的入口端插入第二量筒92内，第二量筒92设置在第二天平91上，筒体的出口端盖体上连有第三连通管3，第三连通管3远离盖体的一端插入第二量筒92内。在向岩样内注入气水两相流体前，首先通过第二天平91读取第二量筒92和第二气体流量计93的净重，再使用注入组件5向岩样内注入气水两相流体，同时通过第二天平91计量液体开采质量并通过第二气体流量计93计量气体开采流量，从而计算出筒体出口端的气液比，当出口端的气液比与入口端的气液比相同时，停止注入气水两相流体。

在本发明的实施例中，排出组件6包括用于开采岩样内气水两相流体的背压调节器61、用于收集开采出的气水两相流体并监测其气液比的第一气水分离器62。

同样地，主管81上设有第二支管83，第二连通管的第二支管83用于依次连接第一气水分离器62和背压调节器61，实现背压调节器61的入口端与岩心夹持器2的入口端盖体连通和背压调节器61的出口端与第一气水分离器62的连通，从而从入口端盖体处开采岩样内的气水两相流体。

具体地，第一气水分离器62包括第一天平621、第一量筒622和第一气体流量计623，第一气体流量计623的入口端插入第一量筒622内，第一量筒622设置在第一天平621上，背压调节器61的出口端插入第一量筒622内，背压调节器61的入口端与主管81连通。首先通过第一天平621读取第一量筒622和第一气体流量计623的净重，再通过背压调节器61调节压力，开采岩样内的气水两相流体，同时通过第一天平621计量液体开采质量并通过第一气体流量计623计量气体开采流量，来模拟岩样开采过程，当流量趋于稳定时停止实验。

为更直接地测量实验数据，主管81上设有第三支管84，第三支管84用于连接压力传感器71。由于实验装置多个组成部分均与主管81连接，现对各个连接位置进行限定，从远离筒体至靠近筒体依次为：第一支管82、第二支管83、第三支管84和第一连通管4。

如图2所示，在本发明的实施例中，还提出一种测量致密气藏岩心渗透率的实验方法，采用如上所述的测量致密气藏岩心渗透率的实验装置进行，测量致密气藏岩心渗透率的实验方法包括：

步骤S1：选取岩心样品并获取岩心样品的基础物性参数以制作岩样；

具体地，在选取岩心样品时，需要采用XRF(X-ray Fluorescence Spectrometer X射线荧光光谱仪)分析岩心样品的矿物组成，得到岩心样品的基础物性参数，选用地层水作为注入液体同时测得其基础物参数，例如，本发明实施例选取西加拿大盆地三叠系上Montney组作为岩心样品，其基础物性参数为：

在选取完岩心样品并测得基础物性参数之后，将岩心样品制作并打磨成直径2.5cm、长3cm的标准圆柱形岩样并清洗烘干以进行如下实验。

步骤S2：将岩样放置于实验装置中以开展衰竭开采模拟实验，同时记录实验数据；

步骤S3：基于直线分析法并根据基础物性参数和实验数据计算岩样的岩心渗透率；

步骤S4：验证岩心渗透率是否满足预设误差范围以评判测量致密气藏岩心渗透率的实验方法的准确性。

如图3所示，在本发明的实施例中，步骤S2包括：

步骤S21：将岩样放置于岩心夹持器2中，同时向岩样注入气水两相流体以构建流体两相均匀分布的岩样；

具体地，将标准圆柱形岩样固定在岩心夹持器2的筒体中，并将实验装置连接完成，在注入流体之前，首先需要对数据采集系统7进行调整：将压力传感器71的数据传输连接到电脑72上，并进行零点校对，设定采集时间间隔为1s/次，实时记录岩样入口端压力；同样将第一气水分离器62和第二气水分离器9的数据传输到电脑72，采集时间间隔为1s/次，实时记录岩样入口端与出口端气体流量与液体质量；然后，打开真空泵53对岩样进行抽真空处理，抽真空时长大概持续2～3个小时，当真空泵53压力读数显示-0.01MPa表示岩样内已处于真空。

完成所有准备工作之后，使用注入组件5开始向岩样内注入气水两相流体构建气水两相均匀分布岩样：首先开启手摇增压泵给筒体施加围压，使围压达到预设压力，此预设压力为模拟实际生产过程中页岩储层所承受的上覆岩层压力；然后，将地层水注入活塞容器51中，打开增压泵54和动力泵56，通过气体质量流量控制计55控制储气罐52恒流注入气体，使水和气体按预设气液比恒定流量注入岩样入口端；再然后，利用第二气水分离器9监测岩样出口端气液比，直至岩样入口端的气液比与出口端的气液比恒定，暂停注入，最后静置岩样24h左右，使岩样的孔隙内气水两相流体在润湿性及毛管力作用下分布均匀。

步骤S22：将岩心夹持器2出口端封闭，对岩样继续注入气水两相流体增压，使岩样两端的压力达到预设压力；

具体地，对岩样注入流体判断是否饱和的方式为定压饱和，所预设的压力为模拟开采前页岩储层的初始压力，所以需要进行增压。首先，关闭岩心夹持器2出口端，继续从岩心夹持器2入口端注入恒定气液比的气水两相流体；然后，打开岩心夹持器2出口端，加快注入速度，大概持续10min，最后关闭增压泵54和动力泵56，停止注入。

步骤S23：当岩样两端的压力达到预设压力时，停止注入气水两相流体并静置，使岩样系统压力达到平衡；

实际上，在结束注入流体后，压力扰动会沿岩样从高压区域传递至低压区域直至整个岩样内压力平衡，通过压力传感器71监测压力变化，为加快此过程，打开第一连通管4，使压力能够同时从岩样的入口端和出口端向中间传递。

步骤S24：当岩样两端的压力达到预设压力时，停止注入气水两相流体并静置，使岩样系统压力达到平衡；

具体地，待压力传感器71的读数稳定之后，为更好地模拟衰竭开采过程，需要关闭岩心夹持器2出口端，通过打开背压调节器61从岩心夹持器2入口端以恒定压力进行泄压开采，实时通过压力传感器71监测岩样入口端的压力、通过第一气水分离器62监测液体质量、气体开采流量并通过电脑72实时记录，待气体流量趋于稳定时停止实验。

如图4所示，为压力和产气、产水流量随时间变化的曲线：实验阶段压力随时间不变，保持以恒定压力开采；开采的气体流量和液体流量数据随时间降低，符合衰竭开采的特性。

如图5所示，在本发明的实施例中，步骤S3包括：

步骤S31：获取岩样的致密气藏基质气水两相渗流模型；

为进行致密气藏基质气水两相渗流模型推导需要以下相关内容：

第一，假设条件：

1.岩样内为气水两相一维线性流；

2.在模拟生产的初始时刻，岩样内压力和饱和度均匀分布；

3.岩样均质，流体在岩样内流动遵循达西定律，忽略重力、毛管力、末端效应；

4.岩样微可压缩，压缩系数为常数，忽略岩心渗透率的应力敏感性；

5.水为微可压缩流体，具有恒定的压缩系数。气体满足真实气体状态方程。气、水的粘度和体积系数均随压力变化。

第二，相关基础定义和相关参数：

拟压力：

拟时间：

边界控制流叠加拟时间：

产量规整化拟压力：RNP_j＝(p_pij-p_pwfj)/q_j (4)基质有效压缩系数：

压力相关孔隙度：φ＝φ_iexp[-c_m(p_i-p)] (6)

φ—孔隙度,％；

k—基质岩心渗透率,mD；

x_m—岩心长度,ft；

r—岩心半径,ft；

s_j—岩心孔隙内流体饱和度,％；

c_j—岩心孔隙内流体压缩因数,psi^-1；

c_m—基质岩心压缩因数,psi^-1；

p—孔隙压力,psi；

μ_j—流体粘度,cp；

p_wf—岩心出口端压力,psi；

q_j—地面条件从岩心流出的流体流量,bbl/d或ft³/d；

q_j,n—第n微元段在地面条件下的流体流量,bbl/d或ft³/d；

t_pj,n—第n微元段的拟时间,d；

G_i—地面条件下基质孔隙中初始储气体积,ft³；

G_p—地面条件下基质孔隙中剩余气体体积,ft³；

B_j—液相/气体体积系数,ft³/scf或bbl/STB；

T—储层温度,K；

Z—偏差因子,无量纲；

V_i—基质岩石的初始孔隙体积,ft³；

W_i—岩心在地面状态下的初始储水量,bbl；

W_p—岩心在地面状态下的累积产水量,bbl；

V_wr—基质孔隙中的剩余水量,bbl；

i—初始状态；

j—为w时表示水相方程，为g时表示气相方程；

sc—标准状况。

具体地，推导过程为：

首先，建立一维岩样气水两相衰竭开采渗流控制方程及定解条件：

其次，引入拟压力和拟时间将控制方程及边界条件线性化；

然后，使用分离变量法求解，得到岩样出口端拟压力降的表达式：

并通过定义产量规整化拟压力，改写上式：

但是，由于实验岩心长度较短，无限大线性流时间较短，边界控制流是主要流动段。因此，本申请重点分析边界控制流动阶段的实验数据。对于边界控制流阶段，上式中的级数项可以忽略，从而可以获得定流量开采条件下产量规整化拟压力和拟时间之间的线性关系：

实际上，在生产过程中通常是以变产量的方式进行开采(定压生产也是变产量生产的一种特例)。因此，通过引入叠加拟时间定义，利用杜哈梅原理将定产量条件下拟压力的解推广到变产量生产条件，最终得到产量规整化拟压力与叠加拟时间之间的线性关系，即致密气藏基质气水两相渗流模型，其中，RNP_j为产量规整化拟压力，t_spj为叠加拟时间：

步骤S32：根据致密气藏基质气水两相渗流模型的斜率m、截距b获取岩心渗透率的理论计算公式；

具体计算公式为：

步骤S33：建立岩心物质平衡方程，将岩样长度的测量值，将岩样长度的测量值、基础物性参数和实验数据代入岩心物质平衡方程中，以获取岩样的拟压力和叠加拟时间；

具体地，岩心物质平衡方程为：

其中，p_i为孔隙压力，V_i为基质岩石的初始孔隙体积，G_i为地面条件下基质孔隙中初始储气体积，G_p为地面条件下基质孔隙中剩余气体体积，B_g气体体积系数，B_w液相体积系数，W_i为岩心在地面状态下的初始储水量，W_p为岩心在地面状态下的累积产水量，c_m为基质岩心压缩因数。

如图6所示，平均孔隙压力

和平均含水饱和度

随时间先快速减小，随后减小速度变慢，最后趋于稳定，将平均孔隙压力

和平均含水饱和度

代入式(1)和式(2)求出拟压力和拟时间。

步骤S34：将拟压力和叠加拟时间代入致密气藏基质气水两相渗流模型中，来绘制岩样的两相流动诊断曲线，并提取斜率为1的直线段所对应的叠加拟时间段；

具体地，要对所提出的致密气藏基质气水两相渗流模型进行分析，首先需要确定边界控制流的开始时间。实验模拟生产过程中岩心内流动阶段先是无限大线性流，随后是边界控制流，因此，需要得到具体的无限大线性流结束时间即边界控制流开始时间。将拟压力、叠加拟时间代入致密气藏基质气水两相渗流模型中，得出：

由上式判断，衰竭开采早期RNP_j与

呈线性关系，将岩心衰竭开采模拟实验中岩样入口端流量q_j与入口端压力p_wf随时间t的变化数据处理在dRNP_j/d lnt_spj vs.t_spj的双对数曲线上，得到log-log DRNP_j与t_spj的曲线作为二维两相流动诊断曲线。其中，无限大线性流阶段将呈斜率为1/2的直线，边界控制流阶段在该曲线上则呈斜率为1的直线，提取斜率为1的直线段对应的数据时间段，即边界控制流阶段对应的时间段。

如图7和图8所示，将实验结果进行拟合分别得到气体的诊断曲线和液体的诊断曲线，大致呈两条斜率不同的直线。在两直线相交点处怍一垂直分割线，分割线左侧呈斜率为1/2的无限大线性流阶段直线，分割线右侧呈斜率为1的边界控制流阶段直线。由于实验岩心长度较短，无限大线性流时间较短，边界控制流是主要流动段，所以只需提取边界控制流阶段对应的时间段。

步骤S35：将拟压力、叠加拟时间代入致密气藏基质气水两相渗流模型中，来绘制岩样的两相流动特征曲线，并提取叠加拟时间段对应的两相流动特征曲线的斜率和截距；

具体地，将实验数据中岩样入口端流量q_j与开采压力p_wf随时间t的变化数据处理在RNP_j vs.t_spj特征曲线上，并进行拟合，由于本实验重点分析边界控制流动阶段的实验数据，所以提取诊断曲线中边界控制流阶段对应的时间段所对应的曲线段的直线段。

如图9和图10所示，得到气体边界控制流特征曲线和液体边界控制流特征曲线，随时间基本呈线性增加，提取边界控制流直线所对应的斜率和截距。

步骤S36：将叠加拟时间段对应的两相流动特征曲线的斜率和截距代入岩心渗透率的理论计算公式中，以计算岩心渗透率；

在本发明的实施例中，步骤S4：验证所述岩心渗透率是否满足预设误差范围以评判所述测量致密气藏岩心渗透率的实验方法的准确性。

具体地，在计算得到岩心渗透率后，利用ELK-2型超低渗透率测定仪测试岩心渗透率，验证通过本申请计算的岩心渗透率的准确性。

在本发明的描述中，需要理解的是，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。

在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接或彼此可通讯；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系，除非另有明确的限定。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。

尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

Claims (10)

1.一种测量致密气藏岩心渗透率的实验装置，其特征在于，包括：

岩心模拟系统，包括岩心夹持器(2)和围压泵(1)，所述岩心夹持器(2)具有装载岩样的腔体，所述围压泵(1)与所述岩心夹持器(2)连接并用于对所述岩心夹持器(2)的外周施加压力，所述岩心夹持器(2)的外部设有连通入口端与出口端的第一连通管(4)；

流体系统，包括注入组件(5)和排出组件(6)，所述注入组件(5)和所述排出组件(6)均与所述岩心夹持器(2)的入口端连通，所述注入组件(5)用于向所述岩样内同时注入气水两相流体，在所述岩样内部气水两相流体分布均匀以及两端的压力达到预设压力后，所述排出组件(6)用于排出所述岩样内的气水两相流体；和

数据采集系统(7)，与所述注入组件(5)和所述排出组件(6)均连接，所述数据采集系统(7)用于采集计算岩心渗透率的实验数据。

2.根据权利要求1所述的测量致密气藏岩心渗透率的实验装置，其特征在于，所述注入组件(5)包括：

活塞容器(51)，用于盛放液体；

储气罐(52)，用于存储气体；

第二连通管，将所述活塞容器(51)与所述储气罐(52)与所述岩心夹持器(2)的入口端连通，所述第二连通管上设有增压泵(54)；和

真空泵(53)，抽取端与所述岩心夹持器(2)的出口端连通，用于对所述岩样进行抽真空处理。

3.根据权利要求2所述的测量致密气藏岩心渗透率的实验装置，其特征在于，所述排出组件(6)包括：

背压调节器(61)，入口端与所述岩心夹持器(2)的入口端连接，用于开采所述岩样内的气水两相流体；和

第一气水分离器(62)，入口端与所述背压调节器(61)的出口端连接，用于收集并监测开采出的气水两相流体的气液比。

4.根据权利要求3所述的测量致密气藏岩心渗透率的实验装置，其特征在于，所述流体系统还包括第二气水分离器(9)，入口端与所述岩心夹持器(2)的出口端连接，用于收集并监测开采出的气水两相流体的气液比。

5.一种测量致密气藏岩心渗透率的实验方法，其特征在于，采用如权利要求1至4中任意一项所述的测量致密气藏岩心渗透率的实验装置进行，所述测量致密气藏岩心渗透率的实验方法包括：

步骤S1：选取岩心样品并获取所述岩心样品的基础物性参数以制作岩样；

步骤S2：将所述岩样放置于实验装置中以开展衰竭开采模拟实验，同时记录实验数据；

步骤S3：基于直线分析法并根据所述基础物性参数和所述实验数据计算所述岩样的岩心渗透率；

步骤S4：验证所述岩心渗透率是否满足预设误差范围以评判所述测量致密气藏岩心渗透率的实验方法的准确性。

6.根据权利要求5所述的测量致密气藏岩心渗透率的实验方法，其特征在于，所述步骤S2包括：

步骤S21：将所述岩样放置于所述岩心夹持器(2)中，同时向所述岩样注入气水两相流体以构建流体两相均匀分布的所述岩样；

步骤S22：将岩心夹持器(2)的出口端封闭，对所述岩样继续注入气水两相流体增压，使所述岩样两端的压力达到预设压力；

步骤S23：当所述岩样两端的压力达到预设压力时，停止注入气水两相流体并静置，使所述岩样系统压力达到平衡；

步骤S24：打开背压调节器(61)，从岩心夹持器(2)入口端进行衰竭开采，并记录开采过程中所述岩样的入口端气体流量、液体流量和压力数据。

7.根据权利要求5所述的测量致密气藏岩心渗透率的实验方法，其特征在于，所述步骤S3包括：

步骤S31：获取致密气藏基质气水两相渗流模型；

步骤S32：根据所述致密气藏基质气水两相渗流模型的斜率、截距获取所述岩心渗透率的理论计算公式；

步骤S33：建立岩心物质平衡方程，将所述岩样长度的测量值、所述基础物性参数和所述实验数据代入所述岩心物质平衡方程中，以获取所述岩样的拟压力和叠加拟时间；

步骤S34：将所述拟压力和所述叠加拟时间代入所述致密气藏基质气水两相渗流模型中，来绘制所述岩样的两相流动诊断曲线，并提取斜率为1的直线段所对应的叠加拟时间段；

步骤S35：将所述拟压力和所述叠加拟时间代入所述致密气藏基质气水两相渗流模型中，来绘制所述岩样的两相流动特征曲线，并提取所述叠加拟时间段对应的所述两相流动特征曲线的斜率和截距；

步骤S36：将叠加拟时间段对应的所述两相流动特征曲线的斜率和截距代入所述岩心渗透率的理论计算公式中，以计算所述岩心渗透率。

8.根据权利要求6所述的测量致密气藏岩心渗透率的实验方法，其特征在于，在对所述岩样静置过程中，打开第一连通管(4)，加快所述岩样系统压力达到平衡的速度。

9.根据权利要求7所述的测量致密气藏岩心渗透率的实验方法，其特征在于，所述致密气藏基质气水两相渗流模型为：

其中，RNP_j为产量规整化拟压力，t_spj为叠加拟时间，B_j为液相/气体体积系数，x_m为岩样长度，c_ej为基质有效压缩系数，φ为孔隙度，μ_j为流体粘度，k为岩心渗透率，r为岩心半径，i为初始状态。

10.根据权利要求7所述的测量致密气藏岩心渗透率的实验方法，其特征在于，所述岩心物质平衡方程为：

其中，p_i为孔隙压力，V_i为基质岩石的初始孔隙体积，G_i为地面条件下基质孔隙中初始储气体积，G_p为地面条件下基质孔隙中剩余气体体积，B_g气体体积系数，B_w液相体积系数，W_i为岩心在地面状态下的初始储水量，W_p为岩心在地面状态下的累积产水量，c_m为基质岩心压缩因数。

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